Jornadas Técnicas de Transmisión CNO-CAPT 2017

Propuesta de modificación código de conexión para la incorporación del recurso eólicoOrden de Consultoría 220-073-2015UPME

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Referenciamiento Internacional

Referenciamiento internacional

• Alemania, Argentina, Chile, Dinamarca, España, Estados Unidos, México, Panamá, Reino Unido, Unión Europea, Uruguay.

Se realizó la revisión de los códigos de redes de más de 10 países:

• El tiempo de desarrollo de la energía eólica en el país.

• El nivel de penetración.

• Las políticas hacia el fomento de la energía eólica.

• Las condiciones propias del sistema eléctrico.

• El desarrollo en electrónica de potencia y en los aerogeneradores.

• Los criterios técnicos de operación y mantenimiento.

• Las estrategias de penetración de energías renovables son continuamente revisadas en todos los países y en particular en Latinoamérica.

• Soportabilidad de las plantas

• Evolución en normas internacionales.

• La tendencia regulatoria de ser o no neutros frente a las diferentes tecnologías.

Se encuentran diferencias relacionadas con:

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Variables consideradas en el referenciamiento

Control de potencia activa

Control de potencia reactiva

Control de tensiónControl Primario de

Frecuencia

Rangos de operación en

frecuencia

Tensión de operación en falla

(Fault Ride-throughCapability)

Calidad de Onda (Voltage Quality)

Información técnica

ProteccionesSupervisión en

Tiempo Real

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Rangos de operación en frecuencia

Rangos de operación en frecuencia

Rangos de operación en frecuencia

Control de potencia reactiva

Control de potencia reactiva

Control de tensión

Control de tensión

Control de potencia activaAlemania

Dinamarca

Se permite reducir la producción de

potencia activa durante las fallas en la

red.

Las Centrales eólicas deben ser

capaces de suministrar el 100% de la

máxima potencia activa disponible a la

red después del despeje de falla, con

una rampa máxima de 1 segundo (de 0 a la potencia nominal).

Panamá

Control de potencia activa

Reino Unido

Unión Europea

Tensión de Operación en Falla

Reino Unido

Tensión de Operación en FallaAlemania

Chile

Dinamarca

Uruguay

Tensión de Operación en Falla

España Estados Unidos

México Panamá

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Definición de requisitos técnicos para la conexión

Estudios requeridos para la conexión

Flujo de carga en estado estable y

bajo contingenciaCortocircuito

Estabilidad dinámica y de

tensión

Análisis modalAnálisis energético

para determinar relación B/C

Coordinación de protecciones

Análisis de armónicos

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Estudio de conexión

Previo a las pruebas para la entrada en operación

Durante las pruebas de puesta en servicio

Acuerdo CNO 646

Propuesta de Requisitos Para Colombia

FrecuenciaVARIABLE REQUERIMIENTO

Control Primario de

Frecuencia (CPF)

a) Estatismos con valores ajustables entre 0 y 10 % para frecuencias entre57.5 y 61.5 Hz, cambiables bajo carga entre 3% y 6%.

b) La velocidad de respuesta deberá poder ajustarse entre 1 y 10 % de lapotencia nominal de la unidad generadora por segundo.

c) Mantener un margen de regulación del 3%

d) Deben tener una Banda Muerta de respuesta a los cambios de frecuenciamenor o igual a 30 mHz.

Rangos de operación en

frecuencia

F < 57.5 Hz: Desconexión Opcional

57.5 – 58.5 Hz: Disparo con temporización mínima de 15 s.

58.5 – 62.0 Hz: Permanente, no pueden ajustarse disparos

62.0 – 63.0 Hz: Disparo con temporización mínima de 15 s.

F > 63.0 Hz: Desconexión forzada

TensiónVARIABLE REQUERIMIENTO

Control de potencia

reactiva

10% - 20% Activa: f.p. de 0.90 en atraso y

de 0.95 en adelanto

20% - 100% Activa: Hasta 30% de potencia

reactiva en adelanto y de 50% en atraso con

relación a la potencia nominal

Cuando la potencia activa generada sea

menor al 20 % de la potencia nominal de

la unidad generadora,

no se exige una capacidad mínima de

absorción o inyección de reactiva.

Control de tensión

Los parques eólicos o fotovoltaicos deberán estar equipados para proveer

potencia reactiva y por consiguiente se consideran disponibles para el control

de tensión.

Q (%Pn)

P (% Pn)

50%

100%

20%

30%

Tensión ante falla

VARIABLE REQUERIMIENTO

Tensión de operación en

falla

T1: Tiempo de inicio de la falla

T2: Tiempo máximo de despeje de la falla

T3 = T2 + 20 ms

T4 = T3 + 1000 ms

T5: 5 segundos

T2 = 100 ms para generadores en el STN y

equipos con tensión superior a 200 kV.

T2 = 200 ms para equipos con tensión inferior a 200 kV

En el rango de sobretensión (HVRT: High voltage Ride-Through Capability) lasplantas deben estar en capacidad de soportar un 20% durante 5 segundos.

Se propone unificar un tiempo de 100 ms para la tensión en 0 kV tanto para 220kV como 500 kV con un margen adicional de 20 ms por diferencias que se puedanpresentar en el ajuste de protecciones

Relación de cortocircuito y rampas

VARIABLE REQUERIMIENTO

Rampa de subida y bajada de potencia

20% de la capacidad de la planta durante un minuto.

Relación de cortocircuito en el punto de conexión (lado de alta del transformador de conexión)

La relación de cortocircuito debe ser superior al rango 3% y 5%, se calculacomo la relación entre el nivel de cortocircuito en MVA y la potencia de laplanta.

Para rangos inferiores se deben proponer medidas para evitarinestabilidades de tensión como son SVC, STATCOM, compensadoressincrónicos.

Calidad de la Potencia

Armónicos de tensión

•Norma IEEE 519 de 2014

•Esta Norma establece un límite de 1% de distorsión por armónico individual y del 1.5% para el THD.

•Las mediciones de los armónicos se harán de acuerdo con la Norma IEC 61000-4-7 “Electromagneticcompatibility. General guide on harmonics and interharmonicsmeasurements and instrumentation”

Armónicos de corriente

•Establecer valores por armónico así como del TDD de acuerdo con la Norma IEEE 519 de 2014

•Las mediciones de los armónicos se harán de acuerdo con la Norma IEC 61000-4-7 “Electromagneticcompatibility. General guide on harmonics and interharmonicsmeasurements and instrumentation”.

Severidad del parpadeo

•Norma IEC 61000-3-7 Electromagneticcompatibility. “Assessment of emission limits for the connection of fluctuating installations to MV, HV and EHV power systems”.

•Para el caso particular de las plantas eólicas se debe seguir el procedimiento de medición establecido en la Norma IEC 61400-21 “Measurement and assessment of power qualitycharacteristics of gridconnected wind turbines”.

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Información para el despacho y pronósticos

Adicional a la disponibilidad, los parques eólicos o fotovoltaicos deben declarar diariamente al CND el pronóstico de

producción de energía así: corto plazo, día siguiente, semanal, rampas de producción

en el corto plazo con probabilidad de ocurrencia, con actualización horaria.

Predicción meteorológica en el sitio de implementación del parque; I. Velocidad y

dirección del viento y Temperatura y presión atmosférica.

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Información técnica

Para los estudios de planeamiento y de conexión

• Curva de capacidad P-Q de los aerogeneradores

• Los modelos dinámicos de acuerdo con la Norma IEC 61400-27-1 y 61400-27-2, “Electrical Simulation Models – Wind Turbines”.

• Estadística de vientos medidos en el lugar de emplazamiento del parque eólico desde al menos los últimos 10 años con resolución cada 10 minutos.

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Información técnicaPara los análisis operativos del CND• Los modelos dinámicos actualizados de los generadores instalados de acuerdo con

la Norma IEC 61400-27-1 y 61400-27-2, “Electrical Simulation Models – WindTurbines”.

• La curva característica de la potencia de salida en función de la velocidad del viento.

• Diagrama de bloques del controlador de Carga/Velocidad con sus correspondientes compensaciones dinámicas.

• Características, rango de ajuste y diagrama de bloques del controlador Frecuencia/Potencia, con sus correspondientes compensaciones dinámicas.

• Características, rango de ajuste y diagrama de bloques del Controlador de arranque y de toma de carga.

• Protocolos o ensayos de recepción de las unidades generadoras o equipos accesorios que confirmen la zona de operación del parque para entregar o absorber potencia reactiva.

• Distribución de frecuencia para la velocidad del viento y estadística de vientos medidos en el lugar de emplazamiento del parque eólico desde al menos los últimos 3 años a la puesta en servicio de las unidades con actualización cada año.

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Código de planeamiento y conexión

Se deberá modificar el código de planeamiento y conexión con los siguientes puntos:

• Control primario de frecuencia

• Rangos de operación de frecuencia

• Control de tensión y de potencia reactiva

• Tensión de operación en falla

• Calidad de la potencia

• Armónicos de tensión

• Armónicos de corriente

• Severidad de parpadeo

• Información para el despacho y pronósticos

• Información técnica para estudios de planeamiento y de conexión

• Información técnica para los análisis operativos del CND

• Estudios de conexión

• Análisis de estado estacionario

• Estabilidad dinámica y de tensión

• Análisis modal

• Análisis de armónicos

Referencias

PHC – UPME (2015). Recomendaciones sobre los requisitos y características técnicas que deberán cumplir los aerogeneradores y parques eólicos que se conecten al sistema eléctrico del país. Orden de Consultoría 220-073-2015

CREG. (1995). Resolución CREG 025 de 1995. Código de Redes. CREG.

IEC. (2002). IEC61000-4-7:Electromagnetic compatibility. General guide onharmonics and interharmonics measurements and instrumentation. IEC.

IEC. (2008). IEC 61000-3-7: Assessment of emission limits for the connection offluctuating installations to MV, HV and EHV power systems. IEC.

IEC. (2008). IEC 61400-21: Measurement and assessment of power qualitycharacteristics of grid connected wind turbines. IEC.

IEC. (2015). IEC 61400-27-1: Electrical Simulation Models – Wind Turbines. IEC.

IEEE. (2014). IEEE 519: Recommended Practice and Requirements forHarmonic Control in Electric Power Systems. IEEE Power and Energy Society.

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